电力系统运行知识课件

1、电力系统(din l x tn)运行知识 电力系统是由各种电压等级的电力传输线路，将一些发电厂、变电站和电力用户联系起来的一个发电、输电、变电、配电和用电的 统一整体，这个系统(xtng)称为电力系统(xtng)。 图一 从发电厂到用户的电力系统示意图共四十页第一节 调度管辖设备(shbi)的划分一、电网调度体系 电网调度管理的任务主要(zhyo)包括以下4个方面： 1）以设备最大出力为限尽量满足负荷的需要；2）使整个电网安全可靠运行和连续供电； 3）保证电能质量，全电网所有发、供、用电单位的协同运行，应由调度统一指挥来实现； 4）经济合理利用资源，使电网在最大效率的方式下运行，以达到低耗多供

2、电，成本最低。二、国调、网掉管辖的设备 （一）国调管辖的设备 国家电力调度通信中心是电网调度系统中的最高一级机构，由国家电力公司直接领导，负责全国电网调度的管理工作，承担全国电网调度自动化和电力专用通信系统的专业管理职能，并对跨大区电网联络线进行直接调度。 国调调度管辖范围： 1）全国各跨省电网间、跨省电网与独立省网间和独立省网之间的联网系统； 2）对全国互联电网运行影响重大的发电厂及其送出系统； 3）有关部门指定的发输变电系统。国调许可范围： 运行状态变化对国调调度管辖范围内联网、发输变电等系统（以下简称国调管辖系统）运行较大的非国调管辖的设备。共四十页 (二）网调管辖的设备 1）大区电网内

3、各跨省电网之间的联网系统； 2）对大区电网运行有重大(zhngd)影响的发电厂500KV出线、母线、联络变压器（简称联变，包括各侧 断路器、低压电抗器等）及500KV变电所 500KV出线、母线、联络变压器（简称联变，包括各侧断路器、低压电抗器等）和500KV高压直流输出系统； 3）有关部门指定的发输变电系统。 三、省调管辖的设备 1）省电网中骨干发电厂的发电机、主变压器、500KV联变、500KV出线、220KV母线及出线等； 2）省电网中220KV变电所的220KV母线及出线、500KV变电所的500KV母线及出线、联变、220KV母线及出线、35KV电抗器、35KV电 容器等； 3）省电

4、网中220KV变电所的主变压器、主变220KV侧断路器接入方式及中性点隔离开关接地个数变化等，500KV变电所的35KV所用变压器、发电厂的厂用变压器等为省调许可设备。 四、地区调度管辖设备 1）地区电网中发电厂的发电机、主变压器、110KV母线及出线等； 2）地区电网中220KV变电所的主变压器、110KV母线及出线、10KV母线及断路器和电容器等，110KV变电所的110KV母线及出线、主变压器、10KV母线及断路器等； 3）地区电网中部分110KV主变压器、10KV线路等为地调许可设备。共四十页 第二节 电网(dinwng)的电压、频率、无功、谐波管理 电能的质量是以频率、电压、波形来衡

5、量的。电能的质量直接影响工农业等各方面用户的工作质量，也影响电力系统自身设备的效率和安全。一、电压的管理系统电压是标志电力系统运行状态（安全、经济）的重要运行指标，各级调度、运行值班人员必须加强对管辖范围内各级运行电压的监视和调整工作。系统各电压监视点的电压主要取决于无功功率的平衡。除发电厂可进行一定程度(chngd)的调节外，主要是由各变电所、用电户的无功设备按要求投切，做到无功就地平衡，使电压监视点电压达到规定值。1.电压监视点 系统的运行电压，应考虑电气设备安全运行的要求，要符合现场运行规程的规定。变压器运行电压一般不得超过其相应分接头电压的5%。2.保证电压正常的管理措施 合理调整与选

6、择变压器的分接头，是保证电压合格率和降低线损的重要措施之一，变电所主变压器分接头位置的改变，应按调度规程的规定执行。 做好无功功率供需平衡工程，是从根本上保证系统运行电压正常的措施。无功功率应以就地平衡为原则，应避免不同地区间无功功率的长距离输送。3.电压调整 变电所运行值班员，一般应以调度颁发的电压曲线为依据，经常掌握和监视系统控制点和监视点母线的电压水平。当发现运行电压超出电压允许偏差范围时，一般以调度颁发的电压曲线为依据，进行调整。(1)投切变电所的电容器或电抗器组。(2)调整有载调压变压器分接头运行位置。(3)调整变压器运行台数（若负荷允许时）(4)在确保系统安全的前提下，适当改变送端

7、电压来调整近距离受端的母线电压。(5)调整电网的接线方式，包括转移部分负荷。共四十页二、频率的管理 电网频率是否合适取决于电网发电能力和用电负荷（有功功率）在每一个时刻是否平衡。当发电功率大于用电功率时为高周率，反之为低周率。由于用电负荷只能预测，而且难以调节，因此为保证频率的正常，要求电厂严格按负荷曲线发电及调频。1.频率标准 我国规定(gudng)电力系统频率值为50Hz（即汽轮发电机3000r/min）。系统容量在30GW及以上时，频率偏差不得超过0.2Hz,电钟与标准钟的偏差在24h内不得超过30s;系统容量30GW及以下时，频率偏差不得超过0.5Hz,电钟与标准钟的偏差在24h内不得

8、超过1min。2.调频厂选择 系统应指定几个电厂担任调频厂，分为第一调频厂和第二调频厂。第一调频厂的调节能保持系统频率在（500.2）Hz以内。当频率超过（500.2）Hz时，第二调频厂协助第一调频厂调频。系统内其他发电厂为负荷监视厂，一般按负荷曲线发电，当频率超过（500.2）Hz时，应自动参加调频。3.保证频率正常的措施 为了保持系统的频率正常，在编制系统及发电厂的日负荷曲线时，应适当安排旋转备用容量（高峰时一般为系统负荷的2%3%），以适当调频的需要。三、无功的管理 电力系统中无功功率电源除发电机外，还有调相机、电容器和静止补偿器等，分散在各变电所。而各种用电设备除白炽灯照明外，大多都要

9、消耗无功功率。电网无功补偿的原则是无功补偿应基本上按分层分区和就地平衡原则考虑，并应能随负荷或电压进行整，保证系统各枢纽变电所的电压在正常和事故后均能满足规定的要求，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。1.无功电力调度 (1)无功电力调度实行按调度权限划分下的分级管理，上、下两级调度部门都应对调度衔接处结点（以下称“界面”）的无功电力送出（或受人）量进行监督和控制。“界面”无功电力交换限量（或功率因数）值的确定，由相关双方调度部门商定，高峰和低谷时的功率因数值宜基本一致。共四十页 (2)当“界面”处的无功电力送出（或受人）量超出规定值时，高峰时受入方调度应首先 予以调整至允许范围值以内；

10、低谷时送出方调度应首先予以调整，当受入量超出值影响主网（送出方）无功平衡并危及电网安全运行时，可采取限负荷措施。 (3)变电所运行人员应根据负荷变化规律和电压状况，及时(jsh)调整、投切无功补偿设备。 2.运行值班人员职责各变电所运行值班人员也应认真监视母线电压，按规定及时投退电容器或电抗器组。四、谐波的管理正常系统电压波形为正弦波，其谐波分量应小于一定程度。对于大的谐波源必须加装波器后才能接入电网运行。 1.谐波产生的原因 高次谐波产生的根本原因是由于电力系统中某些设备和负荷的非线性特性，即所加 的电压与产生的电流不成线性（正比）关系而造成的波形畸变。 当电力系统向非线性设备及负荷供电时，

11、这些设备或负荷在传递（如变压器）、变换（如交直流换流器）、吸收（如电弧炉）系统发电机所供给的基波能量的同时，又把部分基波能量转换为谐波能量，向系统倒送大量的高次谐波，使电力系统的正弦波畸变，电能质量降低。当前，电力系统的谐波源主要有三类。 （1）铁磁饱和型。各种铁芯设备，如变压器，电抗器等，其铁磁饱和特性呈现非线性。 （2）电子开关型。主要为主各种交直流换流装置（整流器、逆变器）以及双向晶闸管可 控开关设备等，在化工、冶金、矿山、电气铁道等大量工矿企业及家用电器中广泛使用，并正在蓬勃发展，在系统内部，如直流输电中的整流阀和逆变阀等。 （3）电弧型。各种冶金电弧炉在熔化期间以及交流电弧焊机在焊接

12、期间，其电弧的点 燃和剧烈变动形成的高度非线性，使电流不规则的波动。其非线性呈现电弧电压与电弧电流之间不规则的、随机变化的伏安特性。共四十页 对于电力系统三相供电来说，有三相平衡和三相不平衡的非线性特性。后者，如电气铁道、电弧炉以及由低压供电的单相家用电器等，而电气铁道是当前中压供电系统中典型的三相不平衡谐波源。 2.协波对电网的影响 谐波对旋转设备和变压器的主要危害是引起附加损耗(snho)和发热增加，此外谐波还会引起旋转变压器振动并发出噪声，长时间的振动会造成金属疲劳和机械损坏。 谐波对线路的主要危害是引起附加损耗。 谐波可引起系统的电感、电容发生谐振，使谐波放大。当谐波引起系统谐振时，谐

13、波电压升高，谐波电流增大，引起继电保护及自动装置误动，损坏系统设备（如电力电容器、电缆、电动机等），引起系统事故，威胁电力系统的安全运行。 谐波可干扰通信设备，增加电力系统的功率损耗（如线损），使无功补偿设备不能正常运行等，给系统和用户带来危害。 3.限制电网谐波的主要措施(1)加换流装置脉动数。(2)加装交流滤波器、有源电力滤波器。(3)按照电网谐波管理规定，加强谐波管理。共四十页第三节 变电所主接线和运行(ynxng)方式一、变电所主要的接线方式介绍 变电所的电气主接线是由高压电气设备通过连接线组成的接受和分配电能的电路，又称一次接线或电气主系统。电气主接线是汇集和分配电能的通路，应满足运

14、行的灵活性和可靠性，操作简便，经济合理，便于扩建等基本条件。电气主接线分为有母线和无母线两种类型，其发展(fzhn)过程如下： 有母线类：单母线单母线分段双母线双母线带旁路双母线分段带旁路。 无母线类：变压器线路接线（或称单元制接线）桥形接线（内桥、外桥）多角形 接线等。 变电所在选择主接线类型时，应根据变电所在系统中的地位、进出线回路数、设备特点、负荷性质等条件进行。110KV变电所较多采用桥形、单母线（或单母线分段、单母线分段带旁路）接线方式，220KV变电所较多采用双母线（或双母线带旁路、双母线分段带旁路）接线方式，500KV变电所较多采用3/2接线方式。 现对几种主接线方式作简单介绍。

15、 1.单母线分段带旁路 在实际运用中，常用单母线分段带旁路母线的接线，如图2-1所示。 图2-1 单母线分段带旁路母线接线图共四十页（1）优点是将单母线分为两段并用断路器连接，线路侧增设旁路母线和旁母隔离开关。（2）优点是具有单母线接线的优点，由于增设了分段断路器，就减少了母线故障停电范围，提高了供电可靠性，且由于增设了旁路母线，所以当出线断路器检修时，该线路仍能继续(jx)供电。（3）缺点是当任一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线上所有回路仍能停电。 2.双母线(1)特点是每一回路都是通过一台断路器和两组隔离开关连接到两组母线上。电源线和出线适当地分配在两组母线上，并可通过母联断路器

16、并列运行，如图2-2所示。 图2-2 双母线接线图共四十页（2） 优点是（与单母线比）供电可靠性大，可以轮流检修母线而不使供电中断。当一 母线故障时，只要(zhyo)将故障母线上的回路倒换到另一组母线上，即可恢复供电，另 外还具有调度、扩建、检修方便的优点。 （3）缺点是（与单母线比）每个回路增加了一组母线隔离开关，使配电装置的构架及 占地面积、投资费用都相应增加，在改变运行方式倒闸操作时容易发生误操作。3.双母线带旁路 (1)特点是在双母线基础上，增设了旁路母线，当出线回路达到5个及以上时装设专用旁路断路器，而当出线回路数小于5个时，一般采用母联兼旁路或旁路兼母线的接线方式，较常用的接线如图

17、2-3、图2-4、图2-5所示。 (2)优点是当线路或主断路器检修时，可通过旁代操作，保持该线路或主变压器继续供电。 （3)缺点是旁代操作比较复杂，投资费用也较大。 图2-3 旁路兼母联 图2-4 母联兼旁路（两种方式） 图2-5 专用旁路断路器共四十页4.双母线分段带旁路 双母线分段带旁路主接线的特点是当进出线回路数为1216时，在一组母线上装设分段断路器；当进出线回路数为17及以上时，在两组母线上都装设分段断路器。该主接线方式具有双母线带旁路的优点，同样也有与之类似的缺点。随着电网网架的不断完善和变电所一二次设备可靠性的提高，新建220KV变电以逐步取消旁路母线及旁路开关，有力地简化了接线

18、方式，降低了倒闸操作的复杂性和危险性。 5断路器接线目前500KV主接线中应用的最多的是1断路器接线，如图2-6所示。（）特点是两个元件引线用三台断路器接往两组母线组成一个半断路器接线，每一回路经一台断路器接至母线，两回路间设一台联络断路器形成一串。 （）优点如下：）运行调度灵活。正常时两组母线和全部断路器都投入运行，形成多环状供电。）检修时操作方便。当一组母线停用时，回路不需切换，任何一台断路器检修各回路按原接线方式运行，也不需切换。 ）运行可靠。任一母线故障或检修均不停电，甚至两组母线同时故障时的情况下仍能继续供电。 （）缺点是投资费用大，保护(boh)接线复杂。 图2-6 断路器接线共四

19、十页6桥形接线 当只有两台变压器和两条输电线路时，采用桥形接线，所用断路器数目最少（只用3台断路器），投资也比较(bjio)节省。根据桥形断路器的位置分为内桥和外桥两种接线，如图2-7、图2-8所示。当输电线路长，故障机率多，而且变压器不需要经常切换时，比较(bjio)适合采用内桥接线，所以系统中较多采用内桥接线。 图2-7 内桥接线 图2-8 外桥接线7多角形接线 多角形接线如图2-9所示的四边形接线，这种接线方式设备少，投资省，运行的可靠性和灵活性较好，正常情况下为双重连接，任何一台断路器检修都不影响送电。由于没有母线，在连接的任一部分故障对系统运行影响也较小。最主要的缺点是回路数受到限制

20、。因为当环形界限中有一台断路器检修时就要开环运行，此时当其他回路发生故障就要造成两个回路停电，扩大了事故停电范围。 共四十页8线路变压器组 线路变压器组接线如图2-10所示，这种接线方式简单(jindn)，设备少，投资省，但灵活性和可 靠性差，操作比较简单(jindn)。 图2-9 四边形接线 图2-10 线路变压器组接线共四十页第五节 电力系统事故(shg)处理 电力系统事故是指电力系统设备故障或人员工作失误，影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。引起电力系统事故的原因是多方面的，如自然灾害、设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好、外力破坏、运行方式不合理、继电保护误动作和人员失误，等等

21、。一旦电力系统发生事故时，值班人员应根据事故现象、断路器跳闸、保护动作、表计指示变化等特征，迅速准确地判断，如对故障设备、故障性质、故障范围、故障原因等掌握主要情况，尽快处理，以缩小事故范围，减小损失和危害。 一、事故处理原则 （一）事故处理的一般原则 各级当值调度员是事故处理的指挥人，运行值班负责人是事故处理现场领导人，应对事故处理的正确、迅速负责。为此，值班调度员和各变电所值班人员必须紧密配合，并应做到以下几方面： （1）迅速限制事故的发展，尽快消除事故的根源，解除对人身和设备安全(nqun)的威胁。 （2）限制停电范围的扩大，用一切可能的办法保护设备继续运行，以保证对用户的正常 供电，首

22、先要确保所用电源。 （3）迅速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电。 （4）调整系统的运行方式，使其恢复正常。 （二）事故处理的一般规定 （1） 事故发生时，值班人员应沉着、冷静、迅速、准确地处理事故，值班长应将事故情况简明、准确地报告值班调度员，并听从值班调度员的命令指挥所有处理事故的人员，迅速正确地执行值班调度员的调度指令。如果值班长认为值班调度员的命令有错误时应予以指出，并做出解释，当值班调度员确定自己的命令是正确时，值班长应把拒绝命令的理由报告值班调度员和局负责生产技术的领导或部门领导，并 记载在运行日记中，然后按照上级领导的指示行动。 共四十页 (2)为了防止事故的扩大，

23、符合下列情况的操作，值班人员可以一面自行处理一面向值班调简要报告，事后再做详细汇报。 1)将直接对人员生命有威胁的设备停电； 2)将已损坏的设备隔离； 3)所有电源部分或全部停电时，恢复(huf)其电源； 4)着火的电气设备隔离、灭火； 5)其他在调度规程或现场规程中规定可以自行处理者。 (3)事故发生时，值班人员应迅速正确地向所管辖的设备的值班调度员报告如下情况： 1)事故发生的时间、现象及跳闸断路器； 2)继电保护、自动装置的动作情况，一次设备的检查情况； 3)表计、信息指示； 4)系统的潮流、频率、电压的变化等。(4)处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均不得进入控制室和事故地点。

24、事前已进入 的人员应迅速离开，便于处理事故。 (5)在交接班过程中发生事故，应由交接班人员进行处理，接班人员进行协助，待事故处理告一段落或处理完成后方可进行交接班。 (6)事故处理的一切联系均应进行录音，事故处理后，应将事故处理过程详细记录在运行日记本上及有关的各种记录簿上。 (7)110Kv及以上的系统（联络线、终端线、变压器）均不得两相运行。当发现两相运行时，应迅速恢复全相运行，如无法恢复，则可拉开该设备各侧断路器；当设备两相断路器跳开，一相断路器运行，则可立即拉开运行的一相断路器，如无法拉开，则拉开该设备各侧断路器。禁止用旁路断路器旁代二相运行的断路器，禁止二相系统与正常系统并列。 (8

25、)断路器允许切除故障的次数应在现场规程中规定。现场值班人员应纪录断路器实际切除故障 的次数，在具有分相操动机构的，应按分相故障跳闸次数统计，断路器跳闸次数已到允许最后二次跳闸时，向有关值班调度提出。共四十页二、线路跳闸处理 （1）线路跳闸，现场值班人员应立即向值班调度员报告，同时迅速查明详细情况，再向值班 调度员和相关人员汇报，内容如下： 1）断路器是否已自动重合，或三相跳闸； 2）线路是否还有电压； 3）哪些继电保护及自动装置动作； 4）故障录波器是否动作，波形显示什么故障； 5）故障测距及分析装置是否动作，提供什么数据和信息； 6）自动监测装置（事故记录器）显示和打印的内容，分析故障的经过

26、和性质； 7）纪录所有动作的光字牌，信号灯和继电器调牌情况。 （2）断路器每次故障跳闸，就经历一次切断电弧过程的考验。同时，跳闸断路器线路侧的所有设备均在可能的故障范围内。因此，无论断路器是否已重合成功，运行人员都应该到现场检查，注意断路器位置是否与远方指示相符，断路器有无爆裂、破损等明显的故障迹象，油位、油色是否正常（油色可能略有发黑），外观和机构各部件是否完好，断路器线路侧所有设备包括(boku)引出线、绝缘子、阻波器、避雷器、互感器、电容器和隔离开关等，有无接地、短路、爆炸、喷油等故障迹象。 （3）单电源馈电线路事故处理。 1）未装重合闸或重合闸故障退出（不包括电缆线路）的线路断路器跳闸

27、后，现场值班人员可不待调度指令立即强送电一次，然后报告值班调度员。 2）装有重合闸的线路断路器跳闸，如重合闸失灵，断路器未自动合上，现场值班人员可不待调度指令立即强送电一次，然后报告值班调度员。 3）装有重合闸的线路断路器跳闸后重合闸重合不成功时，现场值班人员应检查断路器有无异常，并立即向值班调度员汇报。若断路器检查无异常，当值值班调度员可指令强送电一次。 4）终端线断路器被误拉或误跳闸时，应立即合上断路器，然后报告值班调度员。 共四十页 5）带电工作要求退出重合闸、电缆线路或已经备案不能强送的，断路器跳闸后不能强送电，当值值班人员应立即报告当值调度员。带电作业工作负责人在线路停电后，不论何种

28、原因，都应迅速与值班调度员联系，说明能否进行强送电。值班调度员要查明线路工作人员情况后，在决定是否强送。 6）无人值班变电所的馈线断路器跳闸后，无论重合、强送成功与否，值班调度员应立即通知巡查人员前往恢复掉牌信号，并对该断路器进行全面检查。 （4）双电源联络线路事故处理。 1）双电源线路及作联络线运行的线路，线路断路器跳闸重合不成功，重合闸没有重合或 重合闸退出的，调度员在判明确无电压后，可下令强送电一次，现场值班人员根据调度指令进行强送一次。 2）双电源联络线断路器跳闸（对侧断路器仍在运行状态）只要断路器两侧均有电压，值班调度员可下令立即将断路器按同期并列（或合环）运行，现场值班人员可立即执

29、行将断路器按同期并列（或合环）运行。 3）双电源联络线断路器跳闸后，如一端重合成功，另一端有同期装置的，只要检查线路 有电压，现场值班人员可立即将断路器按同期并列（或合环）运行，并列后再汇报值班调度员。 （5）值班调度员在对线路进行强送电前应考虑： 1）系统是否解列，若解列，应待各网稳定运行后，先以大网一侧的断路器强送电。 2）合理选择送电端，尽可能选择离电源远、阻抗大的一侧强送，并降低联络线的潮流使 系统稳定不致遭到破坏。如果有关联络线潮流难以调低，可根据预先计算确定(qudng)的强送 端强送电。500KV线路下令强送电前应调好送端电压，防止强送电后电压超过规定值。 3）强送端变压器中性点

30、必须接地，如带有终端变压器的110KV及以上的线路强送电，终端 变压器中性点必须接地。 4）选择强送的断路器跳闸次数未达到允许开断次数（N）（油断路器跳闸次数未超过N-2 次）。强送端的断路器设备要完好，且有完备的继电保护。 5）无闭锁重合闸装置的，应将重合闸停电。 6）纯电缆线路跳闸后，不得强送。架空、电缆混合线路跳闸后，经检查电缆信号不影响 电缆继续运行的情况可进行强送。 7) 强送前，线路两侧设备外部检查无发现异常。共四十页（6）线路跳闸强送或零起升压运行成功投入运行后，该线路故障性质还未查明，或有重大缺陷未排除之前，应严格控制该线路和电网内有关线路的输送功率在暂态稳定限额之内。当该线路

31、再度故障跳闸时，应能保证电网稳定运行。（7）线路断路器跳闸后，如果很快得知线路有明显故障情况时，不管重合闸是否动作，在故障点未隔离之前，不得强送。（8）线路故障跳闸后，应进行巡线。值班调度员发布巡线应说明是否带电；如不停电，线路两侧是否转检修，继电保护动作和故障测距情况等。（9）当线路潮流超过热稳定、暂态稳定或继电保护等限额时，应迅速降至限额之内，处理方法如下： 1）增加该线路受端电厂的出力； 2）降低该线路送端电厂的电力； 3）改变系统的接线，使潮流分布改变； 4）在该线路受端进行限电或拉闸。 电缆线路原则上不允许过负荷。当双线（或多回线）并列运行的电缆中一线路跳造成其 他电缆过载时，应迅速

32、处理。除有特殊规定者外，系统事故处理需要时，电缆线路一般允许过载10%，持续时间不超过20min，超过规定时间，值班调度员应按紧急减负荷程序表进行拉闸，直至恢复到正常稳定电流为止。三、母线故障及处理 变电所母线停电，一般是因为母线故障或母线上所接元件保护、断路器拒动造成的，亦可能因外部(wib)电源全停造成的。现场值班人员要根据仪表显示，保护和自动装置动作情况，断路器信号及事故现象（如火光、爆炸声等）来判断事故情况，并迅速采取相应措施。 造成母线失压的原因主要如下： 1）母线保护范围内的设备发生故障，如母线支持绝缘子断裂、断路器、隔离开关、避 雷器、互感器发生故障。 2）母线保护误动使母线失压

33、。共四十页（3）线路故障但其断路拒动，越级跳闸使母线失压（如失灵(shlng)保护动作）。（4）人员误操作或误碰造成母线失压。（5）上一级电源消失造成母线失压（如主变压器高压侧断路器跳闸，中、低压侧母线则失 压）。 母线停电事故处理可按其停电原因分为母线故障处理和母线失电事故处理。母线失电是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于系统故障或相邻元件故障该跳闸的元件开关拒动，引起越级跳闸所致。其判别的依据如下：（1）该母线电压指示消失。（2）该母线各元件负荷、电流指示为零。（3）该母线充电保护没有动作，但失灵保护动作信号出现。（4）该母线供电的站用电消失。 值班人员在事故处理过程中应注意切不可只凭

34、所用电源全停或照明全停而误认为是变电所全停电。 （一）母线故障处理 1.常规型式母线故障处理 当母线故障停电后，现场值班人员应立即向值班调度员报告，并对停电母线和故障母 线上的各元件设备进行外部检查。检查范围为故障母线上所有设备，包括避雷器、电压互感器、隔离开关、断路器、电流互感器、绝缘子等，把检查情况报告值班调度员，按下述原则进行处理： （1）找到故障点并能迅速隔离的，在故障点隔离后对停电母线恢复送电。 （2）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线上 的各元件检查无故障后，冷倒至运行母线恢复送电，联络线要防止非同期和闸。 （3）经过检查不能找到故障点的，应尽量

35、利用电源对母线进行零起升压；若要试送电则 尽可能用外电源；当使用本所电源试送电时，应首先使用带零秒充当保护的母联或旁 母断路器，需要时也可使用主变压器断路器，但应更改主变压器保护定值，提高灵敏 度，缩短动作时限。 共四十页2.封闭式母线事故处理（1）封闭式双母线一组母线故障时，若经外部检查未查到故障点，应禁止各元件冷 倒母 线，有条件时可进行零起升压。（2）封闭式双母线一组母线故障造成用户停电时，经外部详细检查若未发现故障迹象，有关 设备的SF6压力表指示正常，且无其他异常时，可采用以下办法处理：1）用无支线的电源线、空载变压器或三绕组变压器试送。2）用装有充电保护的母联断路器或带有支接的负荷

36、线对母线试送。3）试送母线时，除电源断路器热备用外，其他各元件全部改冷设备用（但可带母线电压互 感器）4) 若试送成功，表明故障点不在母线上。拉开电源断路器，然后将重要的主变压器、馈线 逐个单独试送（不涉及用户停电的设备不进行试送）。试送元件母线隔离开关合上的操 作，应在停电状态下进行。5）试送成功的主变压器或馈线可冷倒至正常母线上，未试送的元件及该母线进行停役待处 理。（3）封闭式单母线分段，其中一段母线故障或封闭式单母线（指无分段断路器者）故障后， 可按上述办法处理。 （二）母线失电事故处理1单电源供电终端(zhn dun)变电所母线失电的处理（1）母线失电后，运行人员应立即进行检查，并汇

37、报调度员，当确定失电原因非本所母线或 主变压器故障所引起时，可保持本所设备的原始状态不变。（2）若为主变压器故障越级跳闸，则应拉开主变压器各侧断路器，进行检查处理。（3）若为主变压器中（低）压侧断路器跳闸造成母线失电后，运行人员应对该母线及各出线 间隔的电器设备进行详细检查，并汇报调度员，拉开连接于该母线的所有断路器。如非 本所母线故障或主变压器保护误动，则一般为线路故障，其断路器或保护拒动所致。在 查处拒动断路器隔离后，可恢复对停电母线送电。共四十页 2多电源变电所母线电压消失 在确定非本母线故障时，为防止各电源突然来电引起非同期并列，运行人员应按下列办法自行处理： （1）变电所母线失电后，

38、现场值班人员应根据断路器失灵保护或出线、主变压器保护的动作 情况检查本所有无拒动断路器，若发现有拒动的断路器，应将其隔离，并汇报调度。 （2）单母线时，保留一路主电源断路器，其他电源断路器均拉开。 （3）双母线或分段母线时，应拉开母联、分段断路器，并在每一组母线上保留一路主电源断 路器，其他电源断路器均拉开（并列变压器中、低压侧开关亦应解开）。 （4）220KV母线停役，则取消停役母线上保留的电源断路器。 （5）220KV终端线路和终端变压器断路器全部拉开。 （三）母线其他故障 1.母线过热 母线在运行中，因严重过负荷或母线间或母线与引线间接触不良，都会引起母线过热。当 发现母线严重过热发红时

39、，值班人员应立即向值班调度员报告，采取倒母线或转移负荷，直至 停电(tn din)检修的方法进行处理。 2.母线绝缘子破损、放电母线是由许多支柱或悬式绝缘子固定并对地绝缘，这些绝缘子一旦有破坏，会造成母线接地 或相间短路，严重的可能由于绝缘子击穿放电而将母线烧坏、烧断。因此，发现绝缘子破损、 放电等异常情况时，运行人员应尽快报告调度，请求停电处理。 3.硬母线变形 造成母线变形的原因，除外力造成的机械损伤外，母线过热或通过较大短路电流产生的 力都会使线变形。因此，发现母线有变形情况，一方面应尽快报告值班调度员请求处理，一方 面应尽可能找出变形原因，以利尽快消除变形。 4.母线出现异常声响 母线

40、接头处出现异常声响，可能是与母线连接的金具松动或铜铝搭接处氧化引起的，此时可 通过倒母线，停用故障母线进行处理。共四十页四、变电所全停事故处理 变电所全所停电一般是由于出线故障越级或本所母线故障使各电源进线断路器跳闸。变电所出现全停时主要现象如下：(1)交流照明全部熄灭。(2)各母线电压指示、电流指示、功率表均无指示。(3)保护发出“交流电压断线”信号。(4)运行中的变压器无声音。 (5)若属所内设备发生故障，一般能听到爆炸声、短路时响声(xing shng)、冒烟、起火、绝缘损坏等现 象。 当变电所发生全停事故，变电所与调度间能保持通信联系时，则由值班调度员下令处理事故恢复供电。变电所子全所

41、停电时后，运行值班人员按照规程规定可自行将高压母线母联断路器断开并操作至每一条高压母线上保留一电源线路断路器。其他电源线路断路器全部切断。 当变电所全停而又与调度失去联系时，现场运行值班人员应将各电源线路轮流接入有电压互感器的母线上，检测是否来电。调度员在判明该变电所处于全停状态时，可分用一个或几个电源向该变电所送电。变电所发现来电后即可按规程规定送出负荷。五、系统阵荡事故处理 1.系统震荡的一般现象 (1)发电机、变压器和联络线的电流表、功率表，以及发电机、母线电压表周期性地摆动， 每周期约0.153s，发电机和变压器发出有节奏的蜂鸣声。 (2)阵荡中心的电压摆动最大，并周期性地变化，最低值

42、接近零值，白炽灯一明一暗。 (3)失去同期的两个（及以上）电厂或电网间联络线功率往复摆动，送端频率升高，受端频 率下降，一般相差在1Hz或以上（振荡周期T=1/f）。共四十页2.系统发生振荡的主要原因主要原因如下：(1)系统发生故障，特别是连续多重故障，造成系统稳定破坏。(2)系统不正常的操作（如非同期并列，强送故障线路等）。(3)故障时断路器或继电保护及安全自动装置拒动或误动。(4)自动调节装置失灵。(5)大机组失磁。(6)失去大电源。(7)长距离传输功率突增超极限（如送端发生功率过剩，受端失去电源或双回路失去一回路 等）。(8)其他偶然因素。 系统振荡时，各有关厂、所值班员应迅速进行如下的

43、处理：（1）电网稳定破坏时,有故障跳闸断路器的厂、所应立即向值班调度报告，如发现失磁机 组，应立即手动解列，并对正常运行机组利用事故过负荷能力增加无功出力，提高母线 电压至最高允许值。（2）频率降低的发电厂(受端)应立即自动增加出力至最大的允许过负荷能力，必要时应紧急 拉闸切除部分负荷，使频率恢复至49.8Hz以上或振荡消失。（3）频率升高的发电厂(送端)应立即自动降低出力，使频率下降直到振荡消失或频率降到 49.8Hz为止。4.系统振荡时，值班调度员的处理措施 电网稳定破坏时，值班调度员应进行如下处理：（1）经现场主要厂、所汇报后，当电网自动化装置所显示的电网运行状态能迅速判别出电网 的振荡

44、中心时，为防止事故的扩大，应尽快(jnkui)将失去同步的部分解列运行。共四十页(2)使失去同步的系统能迅速恢复正常运行，并减少系统振荡时的运行操作，在满足下列条件的前提下，允许局部系统短路时的非同步运行。1)通过发电机、调相机等的振荡电流在允许范围内，不致损坏系统重要设备；2)电网枢纽变电所或重要负荷变电所的母线电压波动最低值在额定值的75%以上，不 致甩掉大量负荷；3)系统只在两个部分之间失去同步，经各厂、所运行值班人员和值班调度员的处理 后，能迅速恢复运行者，但最长时间不超过34min。 若不能满足上述条件，应选择适当的解列点将系统解列，选择解列点的原则如下：1)解列后的各电网内发电机组

45、应能保持同步运行；2)各电网内应尽可能保持功率的平衡。5.系统振荡时，其他注意事项(1)电网发生稳定破坏，又无法确定适合的解列点时，为防止电网瓦解，值班调度员、各厂、所运行值班人员应迅速采取果断措施，进一步使用事故过负荷能力，提高无功出力以及在低频率电网紧急拉闸，以提高系统电压和低频率电网的频率直至(zhzh)阵荡消失。 (2)在系统振荡时，除现场事故规程规定外，现场值班人员不得解列发电机组调相机。在频率或电压严重下降到威胁厂用电的安全时，可按现场规程将厂用电（全部或部分）解列或运行。 (3)系统振荡解列点应经过计算后提出并上报总工及相关部门批准。 六、10（35）KV中性点不接地系统线路单相

46、接地故障处理 35KV及以下的电力系统中性点接地运行方式有不接地运行方式（电容电流小10A） 和经消弧线圈接地运行方式，统称为小接地电流系统。小接地电流系统发生单相接 地故障时，仍可继续运行一段时间，一般不宜超过2h，属异常情况。单相接地运行时间越长，发生两相接地短路的可能性越大，这使其他两相的相电压升到线电压，绝缘易损坏。发生两相接地短路故障将造成馈线断路器或主变压器断路器跳闸，使事故扩大。所以发生单相接地后，应尽快消除。共四十页1.单相接地时的现象(1)接地相电压下降，其他两相电压升高。如果是金属性接地，则接地相电压为零，未接地相电压升高为 倍相电压（即线电压）。(2)接地报警装置发出信号

47、。(3)装有消弧线圈的变电所，其消弧线圈的电压表、电流表有读数，相应的电压继电器、过流继电器动作。(4)装有零序方向元件的线路接地时方向元件动作。2.接地故障相的判别(1)如果一相电压指示为零或较低，其他两相指示相等且高于相电压，那么指示为零或较低的一相为接地相。(2)如果一相电压指示较低，另两相较高且不相等，电压低的一相不一定是接地相。(3)如果一相电压接近线电压，另两相电压相等，不能判其任何一相为接地相。 (4)综上所述，就后两种情况而言，判别单相接地故障相的原则是电压指示高的相的下一相（按A、B、C相序往下推）为接地相。3.单相接地故障的处理(1)纪录故障时间、接地相别、零序电压及消弧线

48、圈电压和电流值。(2)检查装有零序方向元件的线路方向元件是否动作，或用小接地电流检测装置判明故障线路。 （3）正确区别(qbi)线路接地与高压熔断器熔断。 当系统中发生接地或电压互感器高压熔丝熔断一相时，都可能发出接地信号，相电压或线电压表都有变化，往往容易引起误判断。但只要对电压数值仔细分析，就能区别出两种故障。两种故障时相电压、线电压指示见表2-1。共四十页（1） 对母线上所有设备进行详细检查以确定是否有接地故障（自行做好安全措施，防止跨步电压）。接地点应有很响的啪啪声和瞬闪弧光。由于其他两相电压升高，绝缘子可能发生局部放电迹象，要注意区别。 表2-1线路接地与高压熔断器熔断时相、线电压对

49、照（以C相为例） （2） 配合调度进行必要的操作，以确定故障范围。接地系统不应与正常系统并列，并母联断路器为合闸时，应依调度命令进行解并，分割系统查找故障，必要时利用瞬时停电(tn din)法进行查找。（3） 注意对主变压器低压侧的引线、电抗器、避雷器的检查，例如主变压器低压侧引线避雷器单相击穿时也将出现失地信号。4寻找单相接地故障点的方法 (1)尽快停用可疑的设备，如新投入运行就出现系统接地信号的设备及有焦味的设备等。 (2)对已加装接地自动寻找装置的变电所，如该装置已启动，则应该首先观察其寻找情况，从中 找出发生故障的馈线。 (3)利用瞬时停电法。根据调度命令瞬时断开某一断路器，若绝缘监察

50、与仪表能恢复正常，则接 地故障在该条线路上；若接地现象仍存在，应注意可能多条线路同时接地或其他情况（利用 送电情况判断）。 故 障 性 质相 别A对地B对地C对地ABBCCAC相接地线电压线电压0正常正常正常C相高压熔断器熔断相电压相电压降低很多正常降低降低共四十页 （4）送电法。逐一合上已拉开的线路断路器，并注意绝缘监察和仪表指示情况(qngkung) 若有接地现象出现，则拉开该断路器。这种方法可以查找多条线路同时接地故障。5处理单相接地故障的注意事项（1）寻找接地点的倒闸操作或巡视配电装置都应该由两人同时进行，并穿绝缘鞋、戴绝缘手 套，不得触及接地金属物。（2）寻找接地点的倒闸操作应严格遵

51、守倒闸操作原则，严防非同期并列事故的发生。（3）寻找接地点的每一项操作之后，必须注意观察绝缘监察信号及表计的变化及转移情况。（4）在系统接地时，不得拉合消弧圈隔离开关，也不得用隔离开关断开接地电气设备。 七、系统频率异常及电压异常事故处理（一）系统频率异常时的处理（1）系统频率超过（500.2）Hz为事故频率。事故频率允许的持续时间：超过（500.2）Hz，持续时间不超过30min；超过（500.5）Hz，持续时间不超过15min。频率事故也属于系统事故，也应遵循事故处理的一般原则。（2）当系统频率降至49.8Hz以下时，应立即采取下列措施：1）无需调度指令，各厂应自行增加出力使频率恢复至49

52、.8Hz以上或达到本厂最大可能出力为止（为增加出力可能使联络线过负荷时，则应根据允许的极限增加出力）。2）水电厂应自行启动备用机组并入系统，调相运行的发电机应不待通知改为发电。3）在尽可能调动备用出力的同时，系统频率降至49.6Hz，省调应通知各地按地区紧急事故限电序位限制负荷，地调应按省调下达的限电指令、限电量立即限制负荷，直至频率恢复至49.8Hz；当系统没有备用容量时，省调可以使用系统紧急事故限电拉荷序位限电，使频率恢复至49.8Hz。4）当系统频率降至49.0Hz，地调调度员应主动按地区紧急事故限电序位限制负荷，直至频率恢复至49.8Hz。 （3）当系统f48Hz, 各发电厂、变电所值

53、班人员应不等调度指令立即按紧急限电序位限制负荷，甚至各级调度员下令整个次要变电所负荷，发电厂可按现场规定采取保厂用电措施。共四十页(二)系统电压异常时的处理（1）当母线电压高于电压曲线允许偏差的上限时，发电厂、变电所值班人员应立即自动降低发电机、调相机的无功出力（经过试验批准的应进相运行），退出电容器。当电压不见下降或继续升高时，应报告省调及地调调度员。调度员应调整系统无功出力，退出有关地区的变电所补偿电容器、改变变压器有载调压分接头、甚至改变系统运行方式，在1h之内将电压调至允许偏差范围内。（2）采取发电机变压器组送电的500KV线路，由于线路末端断路器跳闸而使线路末端电压超过550KV时，

54、值班人员应立即降低发电机励磁电流（同时降低发电机转速），然后断开线路断路器。（3）500KV线路处于单侧充电状态时，如线路末端电压超过550KV，应设法降低至正常范围内，如不能降至正常范围内，应断开线路断路器。（4）当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，发电厂、变电所值班人员应立即自行加大发电机、调相机的无功出力（直至设备的最大限度），投入电容器。当电压不见回升或继续下降时，应报告省调及地调度员，调度员应调整系统无功出力，投入有关地区的变电所补偿电容器，改变变压器有载调压分接头，启动备用机组，甚至改变系统的运行方式，在1h内将电压调至运行偏差范围内。（5）系统事故下限电压值为额定( dng)

55、电压值的90%。当低于下限时，应充分利用发电机、调相机的允许过负荷能力和系统有功、无功备用容量等办法，增加无功出力，尽快使电压回升。为防止电压崩溃，省调调度员应下令限制负荷或按地区电网事故紧急限电序位限制负荷。限电原则是：在电压最低地区先执行。（6）系统电压降至要严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班人员可自行按现场规程规定的方法和步骤，将厂用电（全部或部分）与系统解列。共四十页变电所综合(zngh)自动化系统第一节 变电所自动化监控系统基本构成一、变电所自动化监控系统介绍（一）变电所自动化监视系统的特征1功能自动化 变电所综合自动化综合了变电所内除了一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。微

56、机监控系统综合了变电所的仪表屏、操作屏、模拟屏、变送屏、中央信号系统、远动的RTU功能及电压和无功补偿自动调节功能。微机保护和监控系统一起综合了故障录波、故障测距、小电流接地选线、自动按频率减负荷、自动重合闸等自动装置功能。2结构微机化、分布分层化 变电所自动化系统的分布化是指微机保护、数据采集和控制以及其他智能设备等子系统都是按分布式结构设计，各个子系统都可以由多个(du )CPU分别完成不同的功能，正是由这个CPU群构成了一个完整的、高度协调的有机综合系统。变电所的分层一般分两层，即变电所层和间隔层。3操作与监视屏幕化 变电所综合自动化后，运行人员可在变电所内或在主控站或调度室内，面对显示

57、器，对变电所的设备和输电线路进行全方位的监视与操作。显示器上的实时主接线图代替了传统的模拟屏；用鼠标在显示器上对断路器进行遥控操作代替了在断路器安装处或控制屏上的操作；用在显示器上以屏幕画面闪烁或文字提示或语音报警代替了光字牌报警。即通过显示器即可监视全变电所的运行情况和对各断路器设备进行操作控制。4运行管理智能化 变电所综合自动化后最明显的体现是功能智能化，如自动报警、自动报表、电压无功自动调节、小电流接地选线、事故判别与处理等方面，还表现在能够在线自诊断，并不断将诊断共四十页 的结果送往远方的主控端。而传统的变电所只能监测一次设备，本身的故障必须靠维护人员去检查，才能发现。正是自动化的变电

58、所能够时刻检测自身是否有故障，因此，充分体现了其智能化。5通信局域网络化、光缆 计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍应用。因此，系统具有较高的抗干扰能力，能够实现高速数据传送，满足实时性要求，组态更灵活，易于扩展，可靠性大大提高。6测量显示数字化 传统变电所的仪表测量准确度低，计数不方便。采用微机监控系统后，取消了仪表测量手段，取而代之的是显示器上的数字，直观、明了。同时由打印机打印报表，不仅减轻了值班员的劳动，而且提高了测量精度。（三）变电所监控系统的功能1数据采集与处理功能 主要是对变电所的参数进行检测、采样和必要的预处理，并以一定的形式输出（如显示器屏幕显示），为运

59、行和管理人员提供详实的数据，以便他们分析、了解运行情况，监视变电所运行过程的进行。如模拟量采集，可完成变电所各设备的电压、电流、功率以及(yj)主变压器油温、直流电源电压等的采集。2运行监视功能 对检测的实时数据、人工输入的数据等信息进行分析、归纳、整理、计算等二次加工，并制成实时和历史数据库加以存储。根据实际运行的需要及进程的情况，进行故障诊断、险情预测，并以图、文、声等多种形式及时作出报道，以进行操作指导、事故报警。监视系统 的输出一般都不直接作用于动作，而是经过运行人员的判断后再由操作人员对变电所设备进行干预。 报警的参数有：母线电压越限报警；线路负荷电源越极限报警；主变压器过负荷报警；

60、直流电压越极限报警；消弧线圈接地系统中性点位移电压越极限报警。 共四十页 图7-1 典型(dinxng)监控系统结构简图站控层间隔层工程师站后台监控以太网地调中调地调中调通信控制器测控装置主 变测控装置220kv测控装置110 kv规约转换器通信控制器直流监 控UPS微机五 防监控装置（10kv）远动机1远动机2防火墙FGPS共四十页3控制及操作闭锁功能 运行人员可通过显示器屏幕对断路器、隔离开关进行分闸、合闸操作；对变压器进行有载调压分接头变换等。而且所有操作控制均能就地和远方控制、就地和远方切换相互闭锁，自动和手动相互闭锁。4事故顺序记录与事故追忆功能 事故顺序记录就是对变电所内的继电保护